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1040 Bruxelles Tél. : 02 289 76 11 Fax : 02 289 76 09
COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
(F) 080717-CDC-782
relative
« au Day Ahead Market Segment de Belpex et à l'utilisation de la capacité aux interconnexions avec la France et les Pays-Bas pendant le premier semestre 2008 »
réalisée en application de l'article 23, § 2, deuxième alinéa, 2° et 19°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.
Le 17 juillet 2008
INTRODUCTION ET SYNTHESE
La présente étude traite de l’utilisation de la capacité aux interconnexions avec la France et les Pays-Bas de janvier à juin 2008 inclus. Une partie de cette capacité est utilisée par le Day Ahead Market Segment de Belpex (ci-après : « Belpex DAM »)1.
Cette étude fait suite à une étude antérieure traitant du même sujet pour l’année 20072. Les figures de la présente étude reprennent les résultats du premier semestre 2008 ainsi que les résultats de 2007 afin de faciliter la comparaison. La description des résultats se limite toutefois principalement à 2008. Pour une discussion détaillée sur 2007, nous renvoyons à l'étude mentionnée.
L’objectif de cette étude et de la précédente est d’informer de façon concise sur deux aspects importants du marché belge de l’électricité étroitement liés entre eux, à savoir les interconnexions avec l’étranger et l’échange d’électricité sur le Belpex DAM.
Par rapport à l’étude sur 2007, nous ne relevons pas de modifications fondamentales dans la structure et les sujets traités.
Pour le premier semestre 2008 :
Couplage du marché : les deux interconnexions ne sont que rarement saturées au même moment. Les trois bourses pratiquent le même prix pendant 70 % du temps. La France et la Belgique pratiquent le même prix pendant 82 % du temps, les Pays-Bas et la Belgique pendant 87 % du temps.
Prix : le prix moyen sur le Belpex DAM était de 68,5 EUR/MWh. Avril a été le mois le plus cher (76,1 EUR/MWh) et février le meilleur marché (62,8 EUR/MWh). Signalons qu’au cours des mois de février, mars, avril et mai, le prix moyen sur Belpex était supérieur à celui pratiqué sur APX et Powernext.
Volumes : le volume négocié sur le Belpex DAM pendant les 6 premiers mois de 2008 s’élève à 6,7 TWh, ce qui correspond à environ 15 % de la consommation belge d’électricité. Le volume total acheté sur le Belpex DAM atteint 6,7 TWh et le volume vendu 1,5 TWh.
Parts de marché sur le Belpex DAM : les parts de marché des volumes achetés (marché BUY) sont fortement concentrées, l’impact du TLC sur les parts de marché calculées est négligeable. Les parts de marché sur les volumes vendus (marché SELL) sont modérément à pas concentrées. L’impact du TLC peut toutefois être significatif, c’est pourquoi il est impossible d’estimer correctement cette concentration.
Fin juin 2008, l’on dénombrait 29 acteurs sur le Belpex DAM.
1Lorsque cette étude fait référence aux marchés de Powernext ou d’APX, il faut entendre le Powernext Day-Ahead Auction et l'APX Power NL Day_Ahead Market.
2Cf. étude (F) 080117-CDC-742, disponible sur www.creg.be
Interconnexions :
- Capacité : le prix de la capacité mensuelle en direction de la France suit la même tendance que la différence de prix entre le Belpex DAM et Powernext, tout en restant toujours en dessous de la différence de prix, à l'exception des mois de janvier et juin.
Dans ce sens, la concentration sur le marché est faible pour la capacité annuelle et mensuelle. Il existe en effet une limitation de maximum 325 MW par acteur et par enchère.
A la frontière néerlandaise, dans le sens des Pays-Bas vers la Belgique, le prix de la capacité mensuelle varie fortement et souvent à contrecourant de la différence de prix avec APX. Notons le faible prix de la capacité mensuelle dans l’autre sens, qui est cependant conforme à la différence de prix avec APX.
- Nominations : pendant toutes les heures des six premiers mois de 2008, la Belgique importe de l’énergie électrique. En conséquence, c’est surtout la capacité d’interconnexion de la France vers la Belgique (FR=>BE) et des Pays-Bas vers la Belgique (NL=>BE) qui est utilisée, soit les deux sens d'importation dans la perspective belge. L’utilisation de la capacité d’interconnexion de la Belgique vers la France est relativement rare. L’utilisation de la capacité d’interconnexion de la Belgique vers les Pays-Bas est plus fréquente, surtout pendant le mois de juin 2008.
En raison du niveau élevé des importations, il y a moins de transit d’énergie de la France vers les Pays-Bas (et inversement).
La baisse de la capacité disponible de la France vers la Belgique, qui est un phénomène typique pendant l’été dans ce sens, est intervenue en 2008 dès le mois d’avril, soit un mois plus tôt qu’en 2007.
Rentes de congestion : une comparaison du prix de la capacité mensuelle et de la différence de prix entre les deux marchés concernés révèle que le marché a parfois des difficultés à prévoir correctement les conditions de marché. Pendant plusieurs jours, on peut noter des rentes de congestion supérieures à un million d’euros. Le 3 mai 2008, le total des rentes de congestion dans les deux sens d’importation s’élève à 4,8 millions d’euros, notamment en raison d’une baisse inattendue de la production d’électricité nucléaire.
Par ailleurs, l’on peut constater d’une manière générale que le marché secondaire (resale) est significatif et qu’il a gagné en importance par rapport à 2007.
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I. COUPLAGE DE MARCHE
La figure 13 présente l’évolution du couplage de marché trilatéral (« TLC ») de la Belgique (le Belpex DAM) avec les Pays-Bas (APX) et la France (Powernext) pour toutes les heures. Deux marchés affichent le même prix lorsque l’interconnexion entre les marchés n’est pas saturée. Quatre cas de figure peuvent se présenter (cf. aussi Figure 1) :
a. –Be– (cyan) : les deux interconnexions sont saturées => trois prix différents sur les trois marchés
b. –Be–NL (rouge) : l’interconnexion avec la France est saturée => même prix pour la Belgique et les Pays-Bas, prix différent pour la France
c. Fr–Be– (bleu) : l’interconnexion avec les Pays-Bas est saturée => même prix pour la Belgique et la France, prix différent pour les Pays-Bas
d. Fr–Be–NL (jaune) : Les interconnexions ne sont pas saturées (pas de congestion) => même prix sur les trois marchés
La figure permet de tirer les constats suivants pour les six premiers mois de 2008 : - les deux interconnexions ne sont que rarement saturées au même moment ; - en janvier, les prix sont identiques sur les trois bourses pendant 87 % du temps,
ce qui constitue un record depuis le lancement du couplage trilatéral en novembre 2006. Ce pourcentage diminue toutefois les mois suivants jusqu'à un peu moins de 50 % en avril, avant d'augmenter à nouveau ;
- au cours des mois d’avril et de mai, l’interconnexion avec la France est saturée pendant environ 30 % du temps, lorsque l’interconnexion avec les Pays-Bas n’est pas saturée (situation –Be–NL) ;
- au mois de mai, l'interconnexion avec la France est saturée pendant 35 % du temps, tandis que ce chiffre est de maximum 20 % pour 2007 ;
- au mois de mai, les deux interconnexions étaient simultanément saturées pendant 3,5 % du temps, ce qui constitue un record depuis le lancement du couplage de marché (à l’exception d’avril 2007, que l’on peut attribuer à des problèmes techniques).
Figure 1 : couplage de marché de la Belgique (Belpex), des Pays-Bas (APX) et de la France (Powernext).
3 Toutes les figures sont établies sur la base des données traitées par la CREG.
II. PRIX
En raison de la valeur relativement faible du taux de saturation des interconnexions, les prix sont assez proches les uns des autres, à l’exception du mois de mai, lorsque les prix sur le Belpex DAM (et dans une moindre mesure sur APX) sont beaucoup plus élevés que sur Powernext. Ce constat transparaît aussi dans la Figure 2, qui illustre les prix moyens par mois pour les trois bourses.
D’une manière générale, l’on constate que les prix moyens sont relativement élevés, surtout si on les compare aux prix pratiqués à la même période l’année dernière. Pour les six premiers mois, le prix moyen sur le Belpex DAM est de 68,6 EUR/MWh, contre 31,7 EUR/MWh pendant le premier semestre de 2007. Les prix pendant les six premiers mois de 2008 restent dès lors au même niveau que pendant les trois derniers mois de 2007, sans toutefois atteindre les pics que l’on a observés pendant cette période : l’écart-type du prix journalier moyen pendant le T4 2007 est, avec 39 EUR/MWh, sensiblement plus élevé que l’écart-type du T1 2008 (10 EUR/MWh) et du T2 2008 (20 EUR/MWh). A l’avenir, la CREG examinera plus en détail ces évolutions de prix grâce à ses nouvelles compétences de surveillance.
Signalons qu’au cours des mois de février, mars, avril et surtout mai 2008, les prix mensuels moyens sur le Belpex DAM étaient supérieurs à ceux pratiqués sur Powernext et APX, ce qui indique des importations élevées depuis les Pays-Bas et la France vers la Belgique, entraînant des congestions (cf. infra). En avril, le prix Belpex DAM moyen est plus élevé de 5,7 EUR/MWh par rapport à Powernext, tandis que cette différence atteint 12 EUR/MWh en mai. On retrouve également cette différence par rapport au T4 2007, lorsque les prix sur le Belpex DAM étaient plus élevés que sur APX, mais légèrement inférieurs à Powernext.
Figure 2 : prix moyens sur les trois bourses.
III. VOLUMES
La Figure 3 présente les moyennes mensuelles des volumes horaires échangés sur les trois bourses. Pendant le premier semestre 2008, 6,7 TWh ont été négociés sur le Belpex DAM. Sur Powernext et APX, ces chiffres sont respectivement de 26,3 TWh et 12 TWh. Sur Powernext, le volume échangé est près de 4 fois supérieur à celui sur le Belpex DAM et pratiquement le double de celui échangé sur APX. Au premier semestre 2007, ces rapports étaient respectivement de près de 7 fois et de 3 fois, ce qui s’explique par une augmentation du volume échangé sur le Belpex DAM (cf. ci- dessous). En effet, pendant les six premiers mois de 2007, à peine 3,1 TWh ont été échangés sur le Belpex DAM (Powernext : 21,3 TWh et APX : 9,5 TWh).
Pendant les six premiers mois de 2008, la consommation belge d’électricité était de 45,4 TWh4. Par conséquent, le volume échangé sur le Belpex DAM représente environ 14,8 % de la consommation belge d’électricité. Pendant les six premiers mois de 2007, ce chiffre n’était que de 7 %.
Pendant le premier semestre 2008, le volume total acheté sur le Belpex DAM atteint 6,7 TWh et le volume vendu 1,5 TWh. Le volume acheté n’est que légèrement inférieur au volume échangé. Autrement dit, pratiquement aucune transaction à l’exportation n’a été réalisée pendant cette période sur le Belpex DAM. Par contre, le volume vendu est quatre fois inférieur au volume échangé, ce qui signifie que pendant les six premiers mois de 2008, plus de 75 % des volumes échangés sur le Belpex DAM ont été importés par le biais du couplage de marché depuis la France et les Pays-Bas.
Figure 3 : volumes moyens échangés par heure pour les trois marchés, pour toutes les heures et pour les heures de pointe
4calcul basé sur les chiffres de consommation d’Elia
La figure 4 présente l’évolution des volumes mensuels échangés, achetés et vendus sur le Belpex DAM. Notons que la tendance haussière du volume échangé sur le Belpex DAM initiée depuis le second semestre 2007 se poursuit jusqu’en mars 2008, où l’on relève un pic de volume échangé par heure de 1.971 MWh. Au deuxième trimestre 2008, ce chiffre diminue progressivement à 1.125 MWh en juin. Les prix relativement élevés sur le Belpex DAM pendant ce deuxième trimestre, a fortiori par rapport à Powernext, ne peuvent donc pas être expliqués totalement par une augmentation du volume échangé.
Il ressort également de la figure que les volumes vendus sur le Belpex DAM sont considérablement plus faibles que les volumes achetés et partant, que les importations en Belgique par le biais du Belpex DAM sont très élevées, comme indiqué ci-dessus. Ce constat indique que le couplage de marché est très important pour le Belpex DAM et le marché belge dans son ensemble (cf. également à ce sujet la figure 12).
Figure 4 : volumes échangés, achetés et vendus sur le Belpex DAM
IV. PARTS DE MARCHE
La Figure 5 représente les parts de marché des acteurs sur le Belpex DAM à l’aide de l’indice de concentration mensuelle IHH pour le marché BUY. L’IHH calculé permet uniquement de se faire une idée des parts de marché des acteurs actifs sur le Belpex DAM et ne reflète pas correctement la concentration du marché, parce que nous n’intégrons pas l’effet du couplage de marché (TLC) dans le calcul. Pour pouvoir malgré tout interpréter les valeurs de l’IHH, la figure indique également la part des achats sur le Belpex DAM effectués par les acteurs du marché également actifs sur Powernext et/ou APX. Si cette « part TLC » est importante, le TLC pourrait influencer sensiblement l’IHH, tant en positif qu’en négatif.
Toutefois, si la « part TLC » est faible, comme c’est le cas pour le marché BUY à partir de juillet 2007, l’incorporation du TLC n’influence pas fortement le calcul de la valeur IHH. Dans ce cas, la valeur IHH donne une bonne image de la concentration des volumes achetés.
A la Figure 5, on peut voir que l’IHH du marché BUY se maintient autour de 2.000 pendant les trois premiers mois de 2008. En avil, l’indice dépasse les 3.500, avant de redescendre sous les 2.000 en juin, ce qui indique un marché BUY modérément à fortement concentré.
La Figure 6 représente les parts de marché des acteurs sur le Belpex DAM à l’aide de l’indice de concentration mensuelle IHH pour le marché SELL. Globalement, la concentration des volumes achetés est plus faible sur le marché SELL que sur le marché BUY. L’IHH du marché SELL est inférieur à 1.500 pendant le premier semestre 2008, sauf en juin où l’indice atteint pratiquement 1.800. L’interprétation de ces données est toutefois ambigüe puisque la
« part TLC » est très élevée. Dès lors, l’IHH pourrait fortement changer pour le marché SELL si l’on devait tenir compte de cette part.
Figure 5 : IHH sur le Belpex DAM pour le marché BUY, ainsi que la part achetée par des participants à Powernext et/ou APX sur le Belpex DAM par le biais du TLC.
Figure 6 : IHH sur le Belpex DAM pour le marché SELL, ainsi que la part vendue à des participants à Powernext et/ou APX sur le Belpex DAM par le biais du TLC.
V. INTERCONNEXIONS
1. Résultats des enchères annuelles et mensuelles
1.1. Frontière française
La Figure 7 se compose de deux graphiques et présente les résultats des enchères de capacité d’interconnexion à la frontière française dans les deux sens. Les échelles de l’axe vertical de gauche ne sont pas identiques pour les deux graphiques.
Les bâtonnets représentent la quantité de capacité qui a été vendue, ventilée sur la capacité annuelle et mensuelle (axe gauche). La quantité de capacité annuelle peut varier mensuellement en raison du principe de la revente (resale) de capacité annuelle chaque mois par les titulaires de capacité annuelle. Ce principe n’a toutefois pas été actionné pendant le premier semestre 2008 (en 2007, ce fut le cas une fois en juin pour les deux sens).
Les lignes jaune et verte représentent le prix de ces capacités annuelle et mensuelle (axe de droite), tel que constaté pendant les enchères explicites. Bien entendu, le prix de la capacité annuelle reste constant pendant un an. La capacité annuelle à vendre aux enchères est restée identique dans les deux sens par rapport à 2007 (1.300 MW), mais le prix de la capacité de la France vers la Belgique est passé de 2,06 EUR/MWh en 2007 à 0,9 EUR/MWh en 2008. Le prix de la capacité annuelle dans l’autre sens est passé de 0,25 EUR/MWh en 2007 à 0,56 MWh en 2008.
Le prix de la capacité mensuelle varie fortement, particulièrement pour la capacité dans le sens de la France vers la Belgique : le prix de la capacité se maintient sous 1 EUR/MWh pendant les trois premiers mois de 2008. Ensuite, il augmente au-dessus des 4 EUR/MWh. Cette évolution semble principalement liée à l’offre de capacité : pendant les trois premiers mois, les enchères mensuelles sont de minimum 250 MW. En avril et mai, elles retombent à 50 MW parce que la capacité totale disponible pour ces mois diminue (cf. infra). La capacité mensuelle disponible est communiquée deux à six jours avant l’enchère.
La ligne noire indique la différence de prix entre le Belpex DAM et Powernext. Il semble que le marché parvienne à bien prévoir la tendance des différences de prix entre la Belgique et la France en 2008 (sauf au mois de juin), mais pas l'ampleur de cette différence : les prix de la capacité mensuelle en direction de la France augmentent au même rythme que la différence de prix, tout en restant toujours en dessous de la différence de prix, à l'exception des mois de janvier et juin.
La ligne rouge illustre, à l'aide de l’IHH, la concentration sur le marché de la capacité d’interconnexion acquise (axe de droite : IHH/1000). Dans le sens de la France vers la Belgique, cet indice de concentration ne dépasse jamais 2.000. En effet, ce sens est soumis à une restriction de maximum 325 MW par acteur du marché et par enchère.
L’IHH diminue légèrement au cours des premiers mois de 2008 en raison de la capacité mensuelle restreinte mise à disposition lors de l’enchère mensuelle. La concentration lors des enchères mensuelles est supérieure à celle lors des enchères annuelles, mais suite à la diminution du volume, les enchères mensuelles affectent mois le calcul de l’IHH. En sens de la Belgique, la concentration est beaucoup plus élevée (l’IHH varie autour de 6.000), ce qui peut être expliqué par un manque d'intérêt vu le faible prix.
Figure 7 : résultats des enchères de capacité annuelle et mensuelle à la frontière française
1.2. Frontière néerlandaise
La Figure 8 se compose de deux graphiques et présente les résultats des enchères de capacité d’interconnexion à la frontière néerlandaise dans les deux sens. La légende est la même que celle utilisée pour la frontière française.
Dans le sens des Pays-Bas vers la Belgique, on remarque l’augmentation spectaculaire du prix de la capacité annuelle (ligne jaune). Cette enchère se déroule en deux cycles où, à chaque fois, la moitié est mise aux enchères. Pendant le premier cycle (28 septembre 2007), 0,15 EUR/MWh a été payé, ce qui est conforme au prix de 2007 (0,11 EUR/MWh), alors que le prix pendant le deuxième cycle (28 novembre 2007) était de 2,99 EUR/MWh, ce qui donne une moyenne de 1,57 EUR/MWh. Cette évolution s’explique principalement par les fortes hausses de prix sur le Belpex DAM et Powernext à partir d’octobre 2007.
Le prix de la capacité mensuelle (ligne verte) dans le sens des Pays-Bas vers la Belgique a connu une évolution très volatile avec des pointes en décembre 2007 et janvier et février 2008 de respectivement 7, 11 et 4,5 EUR/MWh, avant de retomber sous 1 EUR/MWh pendant la période mars-juin. La différence avec APX (ligne noire) suit toutefois précisément l’évolution inverse (sauf en décembre 2007), ce qui témoigne d’une mauvaise évaluation par le marché.
Dans ce même sens, l’IHH connait aussi une évolution surprenante. Cet indice de concentration enregistre en janvier-février 2008 une forte augmentation par rapport à 2007. En janvier-février 2008, les prix de la capacité mensuelle augmentent considérablement. Cela n’a toutefois pas été le cas en décembre 2007 : la concentration de marché était égale à celle du mois précédent, malgré la hausse de prix spectaculaire.
Lorsque les prix de la capacité mensuelle diminuent fortement dans les mois qui suivent février, la concentration de marché ne baisse pas dans un premier temps. En mai et juin, l’IHH finit par diminuer. L’évolution de l’IHH semble indiquer qu’en décembre 2007, les acteurs du marché étaient encore unanimes quant à l'évolution future du marché, tandis que cette unanimité a disparu pendant les quatre premiers mois de 2008 avant d'être plus ou moins restaurée en mai et juin.
Dans l’autre sens, de la Belgique vers les Pays-Bas, la situation a radicalement changé en 2008 par rapport à 2007. Alors que ce marché était très volatil en 2007, la volatilité a fortement diminué en 2008, les prix de la capacité mensuelle se maintenant systématiquement sous 1 EUR/MWh (même sous 0,8 EUR/MWh). Cette tendance avait toutefois déjà été entamée au cours du dernier trimestre 2007.
Contrairement à l'autre sens, le prix de la capacité annuelle a fortement diminué par rapport à 2007. Pour ce produit aussi, deux enchères ont été organisées dont les résultats sont également très différents : 2,53 EUR/MWh ont été payés au premier cycle, tandis que le prix est descendu à 1,54 EUR/MWh au second cycle.
Dans le sens de la Belgique vers les Pays-Bas, l’IHH connaît une évolution haussière depuis fin 2007, qui peut toutefois être expliquée par un manque d'intérêt vu les faibles prix.
Figure 8 : résultats des enchères de capacité annuelle et mensuelle à la frontière néerlandaise
2. Nominations aux interconnexions
Les figures 9 et 10 comportent chacune deux graphiques et présentent l'utilisation de la capacité d'interconnexion à la frontière avec la France et les Pays-Bas dans les deux sens. La légende des graphiques est la suivante :
- « nom Day », « nom Month » et « nom Year » expriment pour chaque mois les nominations moyennes pour la capacité journalière, mensuelle et annuelle respectivement ;
- « mean Total » et « mean Day » expriment respectivement la capacité totale et la capacité journalière disponibles moyennes ;
Toutes ces valeurs sont des moyennes calculées sur une base horaire.
Le Belpex DAM reçoit une certaine quantité de capacité journalière à sa disposition pour le couplage de marché. Cette « capacité Belpex » est majorée par la capacité qui n’est pas nominée sur base mensuelle ou annuelle. Lorsqu’aucune nomination sur une base mensuelle ou annuelle n'a lieu pendant un mois complet, la capacité totale moyenne de ce mois est égale à la capacité journalière moyenne. C’est ce que l’on peut voir dans le graphique supérieur de la Figure 9 pour le sens Be=>Fr pendant les six premiers mois de 2008.
Il ressort des deux graphiques de la Figure 9 que, pendant les six premiers mois de 2008, c’est surtout la capacité d'interconnexion de la France vers la Belgique (FR=>BE) et des Pays-Bas vers la Belgique (NL=>BE) qui est utilisée, soit les deux sens d'importation dans la perspective belge. L’utilisation de la capacité d’interconnexion de la Belgique vers la France est rare. L’utilisation de la capacité d’interconnexion de la Belgique vers les Pays-Bas est plus fréquente, surtout pendant le mois de juin 2008.
La grande différence avec la même période l’année dernière réside toutefois dans l’utilisation de la capacité d’interconnexion à la frontière nord : alors que la capacité d’interconnexion était principalement utilisée pour les exportations vers les Pays-Bas pendant les six premiers mois de 2007, ce n’est plus le cas aujourd’hui. Pendant les six premiers mois, la Belgique importe plus depuis les Pays-Bas qu’elle n’exporte. Cette situation est conforme aux derniers mois de 2007, mais en totale contradiction avec les neuf premiers mois de 2007, ce qui indique des conditions de marché très changeantes.
Fait important (mais pas visible de façon très notable sur le graphique supérieur de la Figure 9), citons la capacité disponible moyenne dans le sens de la France vers la Belgique (FR=>BE) pendant le mois d'avril 2008 (2.122 MW) par rapport à avril 2007 (2.881 MW). La baisse de la capacité disponible, qui est un phénomène typique pendant l’été pour ce sens, est intervenue un mois plus tôt en 2008 qu’en 2007.
Signalons aussi les nominations de capacité annuelle et mensuelle. Dans le sens FR=>BE, elles représentent toujours une grande part de la nomination totale dans ce sens, surtout la nomination de capacité annuelle (graphique supérieur de la Figure 9). A l’interconnexion avec les Pays-Bas par contre, cette nomination connaît un succès variable : entre octobre 2007 et mars 2008, il y a relativement peu de nominations, contrairement aux neuf premiers mois de 2007. En mai et en juin, il y a plus de nominations de capacité mensuelle et annuelle. Une explication possible de ce constat serait que, lorsque des acteurs du marché sont dans l’expectative par rapport aux conditions à venir du marché, ils préfèrent vendre leur capacité mensuelle et annuelle
plutôt que la capacité journalière afin de ne pas récupérer les rentes de congestion (cf.
aussi infra).
Figure 9 : utilisation de la capacité d’interconnexion à la frontière française et néerlandaise, systématiquement dans les deux sens
Quoi qu’il en soit, il ressort de l’analyse en page 12 que le marché a mal évalué la période octobre 2007 – mai 2008.
Les données relatives aux importations (le graphique supérieur de la Figure 10) sont obtenues en calculant sur une base horaire la nomination d’importation nette pour la capacité journalière, mensuelle et annuelle5. La nomination de l’importation peut être positive (importations) ou négative (exportations). La moyenne mensuelle est ensuite calculée. Les exportations sont représentées négativement sur le graphique. Les données relatives au transit (le graphique inférieur de la Figure 10) de la France vers les Pays-Bas sont représentées positivement sur le graphique et sont calculées en prenant le minimum de la capacité (ou de la nomination) dans le sens FR=>BE et BE=>NL. Le transit des Pays-Bas vers la France est calculé de façon analogue et est représenté de façon négative sur le graphique.
Il ressort du graphique supérieur de la Figure 10 que les importations d’énergie électrique pendant les six premiers mois de 2008 sont sensiblement plus élevées qu’en 2007 : en 2008, les importations sont pratiquement toujours en moyenne supérieures à 1.500 MW avec des pointes au-dessus des 2.000 MW pendant les mois d’avril et de mai 2008. En 2007 par contre, les importations n’ont en moyenne jamais dépassé 1.200 MW, à l’exception de décembre 2007. Signalons que les importations en avril se maintiennent à un niveau élevé bien que la capacité d’importation disponible diminue fortement, ce qui renforce la congestion (cf. infra).
En raison du niveau élevé des importations, il y a moins de marge pour le transit de la France vers les Pays-Bas (et inversement). C’est ce qui ressort aussi du graphique inférieur de la Figure 10. Le transit en 2008 est sensiblement inférieur à 2007. Il est au plus bas pendant les mois de mars et avril 2008, qui sont aussi les mois présentant les importations les plus élevées.
La Figure 11 présente les données nettes heure par heure en ce qui concerne les importations. Il en ressort que la Belgique a importé de l’énergie nette pendant chaque heure au cours des six premiers mois, pour un total de 8 TWh (soit en moyenne 1.830 MWh par heure). C’est à tout le moins remarquable. Le minimum horaire des importations était de 151 MW le 27 janvier 2008 (entre 7 et 8 heures), tandis que le maximum était de 3.788 MW le mercredi 3 avril 2008 (entre 11 et 12 heures). Pendant cette heure, 87 % de la capacité ont été utilisés. Ce n’est toutefois pas le pourcentage maximal : pendant 38 heures6 au cours des six premiers mois de 2008, l’utilisation de la capacité d’interconnexion était supérieure à 95 % pour les importations. Pour une grande partie de ces heures, il s’agit en fait d’une congestion totale : les deux interconnexions sont alors saturées au même moment. S’il n’y a pas une utilisation à 100 %, c’est parce que la comptabilisation (« netting ») de nominations opposées n’est pas effectuée par le gestionnaire du réseau, ce qui entraîne une utilisation inefficace de la capacité d’interconnexion. Cette utilisation inefficace provoque une perte de richesse.
Dans une note récente7, la CREG a estimé cette perte de richesse à 91.000 euros par mois en moyenne, dont la majeure partie est subie à l’interconnexion avec les Pays-Bas.
5 Ce calcul diffère du rapport précédent sur 2007 où la nomination brute sur une base horaire était prise en compte. Les données concernant 2007 et 2008 de ce rapport sont toutefois des nominations nettes sur une base horaire.
6 22 des 38 heures sont pendant un jour, à savoir le 3 mai 2008. Cf. partie VII pour une explication.
7 Cf. à ce sujet l’étude (Z)080730-CDC-775
La CREG a insisté auprès d’Elia à de multiples reprises pour qu’elle effectue cette comptabilisation8. Depuis le 1er juillet 2008, les nominations opposées sont comptabilisées à l'interconnexion avec la France. A l’interconnexion avec les Pays-Bas, cette comptabilisation n’a pas lieu pour l’instant.
8 Netting
Figure 10 : utilisation de la capacité d’interconnexion pour les importations/exportations et le transit
Figure 11 : importations nettes nominées heure par heure pendant les six premiers mois de 2008
VI. FLUX TRANSFRONTALIERS NETS PAR LE BIAIS DE BELPEX
La Figure 12 se compose de deux graphiques. Le graphique supérieur présente les flux transfrontaliers nets mensuels moyens par heure pour toutes les heures. Il ressort de ce graphique que les exportations mensuelles moyennes de Belgique vers la France (ligne jaune) étaient toujours négatives pendant les six premiers mois de 2008, ce qui indique des importations. Ces importations de France s’élevaient en moyenne à environ 1.000 MW pendant les six premiers mois de 2008.
Les exportations mensuelles moyennes de Belgique vers les Pays-Bas (ligne mauve) sont également toujours négatives, sauf en juin 2008. La Belgique importe donc des Pays-Bas par le biais du couplage de marché. Pendant les mois de janvier, février et mai, les importations nettes étaient relativement faibles (moyenne < 150 MW). En juin, la Belgique exporte de l’énergie nette vers les Pays-Bas par le biais du couplage de marché.
La somme des importations depuis la France et les Pays-Bas montre des importations nettes de la Belgique par le biais du couplage de marché. Les exportations belges nettes mensuelles moyennes (ligne bleue) sont négatives pendant les six mois : la Belgique est donc toujours un importateur net par le biais du couplage de marché.
Pendant les six mois, la Belgique importe beaucoup d’énergie par le biais du couplage de marché, avec un pic en mars, lorsque les importations moyennes s’élèvent à 1.673 MW. En avril, ce chiffre retombe à 1.431 MW, principalement à cause de la capacité d'importation réduite pendant ce mois.
Une petite partie de l’énergie importée en France est transférée aux Pays-Bas (ligne cyan). Le couplage de marché fonctionne donc aussi comme un instrument de transit pour l’énergie de France vers les Pays-Bas, mais bien moins que cela n’a été le cas en 2007.
Le graphique inférieur de la Figure 12 présente la part de l’énergie importée ou exportée par rapport au volume échangé total. Nous pouvons ainsi définir la part relative du couplage de marché dans les volumes échangés des différentes bourses. La part de l’énergie importée par le biais du couplage de marché pour le Belpex DAM est très élevée les quatre premiers mois de 2008 : autour des 80 %, après quoi elle diminue en mai et juin à environ 65 %. Les exportations françaises vers la Belgique par le biais du couplage de marché représentent un peu moins de 20 % du volume sur Powernext. Les exportations néerlandaises par le biais du couplage de marché représentent entre 0 et 25 % du volume sur APX. Par conséquent, il est clair que le couplage de marché influence fortement le fonctionnement du Belpex DAM.
Figure 12 : flux transfrontaliers nets par le biais de Belpex : exportations vers la France,
exportations vers les Pays-Bas, importations totales vers la Belgique et transit de la France vers les Pays-Bas, tant en valeur absolue qu’en part du volume échangé total (pour ce dernier, pas le transit).
VII. RENTES DE CONGESTION SUR UNE BASE JOURNALIERE
Des rentes de congestion sont générées sur une interconnexion lorsque celle-ci est saturée. En raison de cette saturation, une différence de prix apparaît entre les deux bourses d’électricité. Lorsque nous parlons de rentes de congestion dans cette section, nous entendons les rentes de congestion sur une base horaire qui découlent d’échanges d’énergie sur le marché trilatéral, sans tenir compte des enchères explicites (annuelles et mensuelles).
Un exemple : imaginons que la capacité d’importation de la France vers la Belgique soit de 1000 MW et est saturée à 12 heures (pendant cette heure, la Belgique importe donc 1000 MW). Le prix en France est de 30 EUR/MWh, le prix en Belgique de 40 EUR/MWh.
Par conséquent, la rente de congestion est égale à (40 EUR/MWh – 30 EUR/MWh) * 1000 MWh = 10.000 EUR. En principe, ce montant est ventilé sur les différents GRT.
Un acteur du marché qui a acheté de la capacité annuelle ou mensuelle peut revendre cette capacité trois jours à l’avance, la faisant ainsi repasser en capacité journalière. Il s’agit du marché secondaire9 ou resale. Imaginons qu’un acteur du marché ait restitué 100 MW par ce principe à la capacité journalière, il perçoit alors la rente de congestion correspondant à cette quantité, à savoir dans l’exemple ci-dessus : 100 * (40-30) = 1000 EUR. Les GRT concernés perçoivent le reste, à savoir 9.000 EUR.
Lorsque le détenteur de capacité n’a pas vendu sa capacité avant J-3 et qu’il ne nomine pas à J-1, cette capacité passe à la capacité journalière qui est attribuée aux acteurs du marché de façon implicite par le biais du principe du couplage de marché. En cas de congestion à l’interconnexion, le détenteur de capacité original ne reçoit rien : c’est le principe Use-It-Or-Lose-It (UIOLI).
La Figure 13 illustre les rentes de congestion par interconnexion et par mois. La pointe de 8,5 millions EUR pendant le mois de mai à la connexion FR->BE (ligne bleue) est principalement provoquée pendant la première quinzaine de ce mois, avec une rente de congestion le 3 et 8 mai de respectivement 2,6 et 1,4 millions EUR. Le 3 mai a été vraiment intéressant : c’était le samedi du week-end « prolongé » du 1er au 4 mai. Ce jour-là, un volume record de 77.600 MWh a été échangé sur le Belpex DAM et les connexions d’importation avec la France et les Pays-Bas ont été saturées pendant pratiquement toute la journée. Ces circonstances exceptionnelles sont notamment imputables à une baisse inattendue de la production des unités nucléaires à partir du 1er mai 2008. La Figure 14 donne à titre d’information l’évolution de la production nucléaire et la nomination le jour J-1 dans la zone de réglage belge pendant les cinq premiers jours de mai 2008.
En avril 2008, on relève dans ce sens une rente de congestion de 4,5 millions EUR, dont 1,5 million EUR le 26 avril 2008. Ce jour, on a relevé des pointes de prix jusqu’à 500 EUR/MWh sur le Belpex DAM et sur APX et l’interconnexion avec la France était saturée.
A l’interconnexion NL->BE (ligne jaune), il y avait pendant les mois de mars, avril et mai 2008 une rente de congestion de respectivement 2,3, 1,8 et 2,4 millions EUR. Ce
9La capacité annuelle peut aussi passer en capacité mensuelle. Cette situation ne s’est jamais produite pendant les six premiers mois de 2008.
dernier montant peut être presque totalement imputé au 3 mai, avec une rente de congestion de 2,2 millions EUR rien que pour ce jour, pour la même raison que décrit ci- dessus. Au total, le 3 mai, on relève donc une rente de congestion de 4,8 millions EUR à l’imporattion sur les interconnexions.
L’interconnexion BE->NL (ligne cyan) n’était pratiquement pas saturée pendant les six premiers mois de 2008 (à l’exception de juin). Les rentes de congestion à l’interconnexion BE->FR (ligne mauve) étaient marginaux.
Figure 13 : Rentes de congestion mensuelles sur une base journalière pour les quatre interconnexions
Figure 14 : Production nucléaire et nomination J-1 en Belgique pendant la période du 1er au 5 mai 2008
Les quatre graphiques de la Figure 15 reprennent, par interconnexion et par sens, les données suivantes :
- « cap to 2nd market » : la capacité annuelle et/ou mensuelle moyenne revendue (resale) par les acteurs du marché à la capacité journalière par le biais du marché secondaire (axe gauche)
- « Y cap price » : le prix de la capacité d’interconnexion par MWh, comme déterminé pendant les enchères annuelles (axe droit)
- « M cap price » : le prix de la capacité d’interconnexion par MWh, comme déterminé pendant les enchères mensuelles (axe droit)
- « cong. rent per MW per h » : le produit moyen par mois et par MW et par heure qu'un acteur du marché a perçu pour avoir restitué sa capacité mensuelle ou annuelle à Belpex et pour avoir touché la rente de congestion en cas de congestion (axe droit)
Aux interconnexions en direction de la France et des Pays-Bas (BE->FR et BE->NL, illustrées sur les graphiques droits de la figure), le prix de la capacité annuelle et mensuelle est généralement plus élevé que les rentes de congestion sur une base journalière. Il s’agit ici toutefois de prix relativement faibles, principalement pendant les enchères mensuelles et en direction de la France. Pourtant, une bonne partie de la capacité mensuelle et annuelle aux frontières est revendue à la capacité journalière par le biais du marché secondaire.
A l’interconnexion de la France vers la Belgique (FR->BE, graphique en haut à gauche), la rente de congestion par MWh vendu en avril et surtout en mai est beaucoup plus élevé que le prix de la capacité annuelle et mensuelle. Dans ce sens, le marché semble plus ou moins pouvoir évaluer la tendance à venir.
Ce n’est pas le cas pour l'interconnexion des Pays-Bas vers la Belgique (NL->BE, le graphique en bas à gauche). Depuis octobre 2007, le marché ne parvient pratiquement jamais à prévoir la tendance : le prix de la capacité mensuelle suit pratiquement toujours la tendance opposée aux rentes de congestion que les acteurs du marché perçoivent à la suite de la revente de capacité d’interconnexion.
D’une manière générale, l’on peut constater que le marché secondaire (resale) est considérable et qu’il a gagné en importance par rapport à 2007.
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Figure 15 : prix payé par les acteurs du marché et rentes de congestion perçus par les acteurs du marché pour la capacité d’interconnexion à la frontière française et néerlandaise
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Pour la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz
Dominique Woitrin Directeur
François POSSEMIERS Président du Comité de direction
